CN112796722A - 利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统 - Google Patents
利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112796722A CN112796722A CN202110277742.9A CN202110277742A CN112796722A CN 112796722 A CN112796722 A CN 112796722A CN 202110277742 A CN202110277742 A CN 202110277742A CN 112796722 A CN112796722 A CN 112796722A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- unit
- steam
- subsystem
- hydrogen
- photovoltaic
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 198
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 132
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 113
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 113
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 108
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 83
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims abstract description 81
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 81
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 63
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 61
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 50
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 claims abstract description 48
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 37
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 41
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 31
- 239000010865 sewage Substances 0.000 claims description 30
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 29
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 29
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 22
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 22
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 22
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 18
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 14
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 14
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 14
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 14
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 9
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 claims description 8
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 claims description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 5
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 abstract description 21
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 abstract description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 26
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 13
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 6
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 4
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(ethenyl)benzene;1-ethenyl-2-ethylbenzene;styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1.CCC1=CC=CC=C1C=C.C=CC1=CC=CC=C1C=C NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 2
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 2
- 238000013473 artificial intelligence Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000005374 membrane filtration Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000008844 regulatory mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
- C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
- C25B1/00—Electrolytic production of inorganic compounds or non-metals
- C25B1/01—Products
- C25B1/02—Hydrogen or oxygen
- C25B1/04—Hydrogen or oxygen by electrolysis of water
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D3/00—Wind motors with rotation axis substantially perpendicular to the air flow entering the rotor
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
- H02S10/00—PV power plants; Combinations of PV energy systems with other systems for the generation of electric power
- H02S10/10—PV power plants; Combinations of PV energy systems with other systems for the generation of electric power including a supplementary source of electric power, e.g. hybrid diesel-PV energy systems
- H02S10/12—Hybrid wind-PV energy systems
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
- H02S10/00—PV power plants; Combinations of PV energy systems with other systems for the generation of electric power
- H02S10/20—Systems characterised by their energy storage means
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
- H02S40/00—Components or accessories in combination with PV modules, not provided for in groups H02S10/00 - H02S30/00
- H02S40/30—Electrical components
- H02S40/38—Energy storage means, e.g. batteries, structurally associated with PV modules
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/70—Wind energy
- Y02E10/74—Wind turbines with rotation axis perpendicular to the wind direction
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/36—Hydrogen production from non-carbon containing sources, e.g. by water electrolysis
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E70/00—Other energy conversion or management systems reducing GHG emissions
- Y02E70/30—Systems combining energy storage with energy generation of non-fossil origin
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/10—Process efficiency
- Y02P20/133—Renewable energy sources, e.g. sunlight
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Electrochemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Wind Motors (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
本发明提供一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，包括：纯水制备存储子系统、制氢子系统、新型储能子系统、原油采集输送子系统和风光互补发电子系统。本发明提供的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，利用海上油田所在地域大部分都是风能和太阳能丰富的地域的优势，将可再生能源(风能，太阳能)引入到稠油或超稠油开采的系统中，使可再生能源充分利用。将太阳能和风能互补起来，可以大大降低可再生能源的时效性和随机性。为了避免因风、光资源同时不足的情况而引起系统无法连续产生蒸汽，而影响采油效果的问题，采用了新型储能子系统的“饱和水+氢气”的储能形式，能够在无太阳能和风能的偶然情况下维持系统运转。
Description
技术领域
本发明涉及原油开采设备技术领域，尤其涉及一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统。
背景技术
目前，全世界已探明稠油和超稠油储量已超过1000×108T，而我国，这种油藏分布广泛，在12个盆地探明了近百个重质油田，稠油资源非常丰富，约占总石油资源的25％～30％以上。我国中石油，中石化，中海油在陆地上和海洋上均探明的大量的稠油，超稠油，特超稠油，正在采用各种技术，加大开采力度。再加上较轻质油田的开采速度加快，可开采的轻质油储量大幅度减少，对重质稠油开采力度加大已是必由之路。而稠油或超稠油的开采方法主要是采用蒸汽热力采油的方法，其占整个稠油开采的90％以上。
所谓热力采油是通过对油藏加热，降低地下原油的粘度，溶解与熔化油层的堵塞，改善地层的渗流特性，从而提高原油在地下的渗流能力，达到提高原油产生量，采收率和开采效益的目的。是以重质原油和高凝油为主要开采对象而发展起来的采油工艺技术。通常的油藏，地下温度油藏温度每升高10℃，原油的粘度会下降50％。同时，油层中随着温度的提高，岩石骨架及流体(油，气，水)受热膨胀，而产生弹性驱油能量。如果往油层中注入的是蒸汽加热，水蒸汽对稠油的蒸馏、裂解、乳化而产生稀释和混相驱作用，也有效地提高原油的采收率。由以上所述，利用热力采油是对高粘稠油提高采收率的最好的办法。
热力采油的方法有：蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱、火燃油层、电磁加热、热化学法等，其中蒸汽吞吐、蒸汽驱是使用范围最广，采出油量最多的方法，目前，世界上80％以上的热力采油产量是通过注蒸汽采油而获得的。
注蒸汽热力采油主要采用两种方式：第一种方式为用蒸汽吞吐的方式进行，这种吞吐方式只能将油井附近油层中的原油采出，在油井与油井之间存在大量死油区，无法采出，所以产量递减快，采收率仅为10％～20％；第二种方式称作稠油开采EOR蒸汽驱，这项技术改变了以往的吞吐方式，是开采稠油的一项有效技术，该技术过程的基本机理是热传导和流体热对流相结合，注蒸汽后，该技术具有蒸汽腔发育体积大，驱油效果高，大幅度提高了稠油开采的采收率。无论是蒸汽吞吐还是EOR蒸汽驱，均需要一定高品质的蒸汽，特别是对超稠油开采井，具有吸汽能力低，注汽压力高，注汽速度低，注汽干度低，采收效果差。要改善这些不利因素，就需要提高蒸汽参数，使之注汽的参数达到亚临界或超临界。利用水平井热采和采用连续注入蒸汽加热油层，是开发超稠油油层的最基本的措施，采用亚临界或超临界注汽，一方面可以提高注气压差来提高油井的吸汽能力，二是在亚临界或超临界的压力作用下，可以改善油层的渗流能力，甚至产生裂缝。三是亚临界或超临界的过热蒸汽在油层中具有更大的波及体积，提高了采油的效果。
目前，稠油开采用蒸汽主要是用天然气，煤或其他化石燃料加热锅炉而获得，而且对于EOR蒸汽驱又是年复一年地不间断地向油层注入蒸汽，这将会消耗大量的化石能源，这些化石能源的消耗，特别是消耗天然气这种化石原料，它的价格一直在大幅度攀升，这将会给稠油开采带来成本的提高，而且还会产生大量的CO2(燃烧1m3的天然气，产生1.958kgCO2)污染了环境。如果采用燃煤锅炉，同样要计入煤燃料的采油成本，它也会产生大量的CO2(燃烧1T煤，产生2.62T的CO2)严重地污染环境。而且要产生亚临界或超临界的过热蒸汽，如果采用燃烧锅炉来实现，这个设备成本也是非常大的。而且在海洋上利用燃烧化石燃料来生产蒸汽会带来很多的困难，这些困难严重制约着海上稠油的开采。
发明内容
本发明提供一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，用以解决现有技术中海上稠油开采用蒸汽主要是用天然气，煤或其他化石燃料加热锅炉而获得，成本高且环境污染严重的问题。
本发明提供一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，包括：
纯水制备存储子系统，利用海水及油污水获得纯水并对所述纯水进行存储；
制氢子系统，用于电解部分所述纯水以获得氢气；
新型储能子系统，用于对部分所述纯水加热获得饱和水，以及存储所述饱和水和所述氢气，以及燃烧所述氢气对所述饱和水加热获得蒸汽；
原油采集输送子系统，利用所述蒸汽采集并输送原油；
风光互补发电子系统，综合利用光伏发电技术、垂直轴风力发电技术获得电能，供应所述纯水制备存储子系统、所述制氢子系统、所述新型储能子系统和所述原油采集输送子系统的用电，并供应系统动力和生活用电。
根据本发明提供的一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，所述风光互补发电子系统包括光伏发电单元、垂直轴涡轮风力发电装置、整流单元、直流控制单元、变流器单元和系统内部动力和生活用电配电单元；
所述垂直轴涡轮风力发电装置与所述整流单元的输入端和所述新型储能子系统的输入端电连接；
所述光伏发电单元与所述整流单元的输入端连接；
所述整流单元的输出端连接所述直流控制单元的输入端以及所述变流器单元的输入端；
所述直流控制单元的输出端连接所述制氢子系统的输入端；
所述变流器单元的输出端连接所述系统动力和系统内部动力和生活用电配电单元的输入端。
垂直轴涡轮风力发电装置发出电能，以不经任何处理的粗电形式分两路送出。一路送给整流单元，经整流后变为直流，送直流控制单元，并进一步用于制取氢气；另一路送给新型储能子系统，将纯水加热到一定压力下的饱和水。这就构成了“饱和水+氢气”的储能系统。
根据本发明提供的一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，所述风光互补发电子系统还包括蓄电池单元，所述蓄电池单元与所述直流控制单元电连接。
当制氢子系统用电量消纳不了直流控制单元送来的电量时，直流控制单元会自动将一部分电储存在蓄电池单元中，当二路供给直流电不够制氢子系统的用电量时，蓄电池会自动将存储的电能返给直流控制单元，直流控制单元向制氢子系统供给稳定的符合要求的电量。保证制氢子系统的适时使用，完成氢气的储能量。
根据本发明提供的一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，所述垂直轴涡轮风力发电装置包括塔架，所述塔架的上方设置有封顶平台，所述塔架的中间段设置有集风器，所述塔架的下方由下至上依次设置有一层甲板平台和二层甲板平台；所述光伏发电单元包括第一光伏板集群和第二光伏板集群，所述第一光伏板集群设置在所述封顶平台上，所述第二光伏板集群设置在所述二层甲板平台的外围向阳面，所述一层甲板平台的四周装设有隔油围堰。
根据本发明提供的一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，所述新型储能子系统包括饱和水加热单元、饱和水储罐、闪蒸饱和蒸汽单元、储氢罐和燃氢换热器；所述饱和水加热单元与所述纯水制备存储子系统管路连接并与所述风光互补发电子系统电连接，用于将所述纯水加热至饱和状态；所述饱和水储罐的入口与所述饱和水加热单元的出口连接，用于存储饱和水；所述闪蒸饱和蒸汽单元的入口与所述饱和水储罐的出口连接，用于获得饱和蒸汽；所述储氢罐的入口与所述制氢子系统管路连接，用于存储氢气；所述燃氢换热器的入口分别连接所述储氢罐的出口和所述闪蒸饱和蒸气单元的出口，所述燃氢换热器的出口与所述原油采集输送子系统的入口管路连接，利用氢气对饱和蒸汽加热后将蒸汽供应给稠油采集输送子系统。
饱和水储罐，具有真空夹层进行保温，24小时温降只有1％。储氢罐可分为高、中、低压三档设置，这种设置既满足使用要求又节省大量投资。这是一个高效的，投资低的显热储能加潜热储能的体系。饱和水储罐通过闪蒸饱和蒸汽单元将其显热能释放出来，氢气是通过燃氢换热器将氢气的潜热能释放出来。这个储能体系中氢气是一个储能介质，也是一个多种用途的原材料，用氢气储能使得储能体系非常机动灵活，可获得高的经济效益。由闪蒸饱和蒸汽单元出来的是饱和蒸汽，压力可以达到终极压力，但温度还是在终极压力下的饱和温度，没有经过过热加热，干度低，不适合EOR蒸汽驱的使用，必须将饱和蒸汽通过燃氢换热器对饱和蒸汽进行过热，提高蒸汽的干度值。通过“饱和水+氢气”储能系统，调整燃氢换热器的燃氢的进量，来控制蒸汽的过热度，提高蒸汽的汽化潜热。调整燃氢换热器的燃烧状况，使之达到稠油开采EOR蒸汽驱所要求的蒸汽参数。这个“饱和水+氢气”新型储能系统在无太阳能和风能时，它能够连续地，稳定的给蒸汽配送单元供汽，能够维持24小时以上。
根据本发明提供的一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，所述原油采集输送子系统包括蒸汽配送单元、注井蒸汽参数调整单元、集输蒸汽参数调整单元、蒸汽注井采出单元和原油集输单元；所述蒸汽配送单元的入口连接所述新型储能子系统，出口连接所述注井蒸汽参数调整单元的入口和集输蒸汽参数调整单元的入口；所述注井蒸汽参数调整单元的出口连接所述蒸汽注井采出单元的蒸汽入口；所述原油集输单元的入口分别连接所述蒸汽注井采出单元的出口和所述集输蒸汽参数调整单元的出口，所述原油集输单元的出口进行原油外输。
蒸汽配送单元，可采用内部调节机制，首先保证蒸汽量能连续供给蒸汽注井采出单元，能保证注井蒸汽的连续注井的蒸汽量，蒸汽压力，蒸汽干度，只有保证蒸汽注井采出单元的连续注汽才能使蒸汽腔的良好发育及发育的连续性。扩大蒸汽油层中的波及体积，提高采收率。随着稠油的开采的进展，超稠油，特超稠油也在加大力度开采，这种稠油的开采必须增加注汽压力，提高油井注汽压差，从而增大油井的注汽能力。其注汽压力对本发明系统可提高到亚临界或超临界的蒸汽参数，满足注汽压力的要求。一般说来，蒸汽腔的压力在注蒸汽初期压力高一些，到后期逐渐降低压力，本装置控制系统可以保证蒸汽干度，而干度对EOR蒸汽驱的开采效果影响比较大。注入的蒸汽中只有蒸汽的潜热部分用于油层加热，而注蒸汽的湿度水部分，则以几乎和采出液压力下的饱和温度相同的温度(显热部分)被采出来，这部分热量对地层的加热没有作用。所以，为了更有效加热油层，必须提高蒸汽的汽化潜热值，因此，对注入的蒸汽要求具有一定潜热值的干蒸汽。利用水平井进行蒸汽热力采油，它具有改善蒸汽的波及体积及提高采油效率，增大了蒸汽受热面积，从而增加了泄油面积提高了蒸汽注入能力，相对垂直井来说，减少了所需注采井数，从而降低了投资和操作费用，水平井可以开采垂直井无法动用的储量，并且对边、底水有一定的抑制作用，水平井可以提高注蒸汽的热利用率，这些优势使得采用水平井进行稠油开采可以获得好的经济效益。因此，利用水平井进行稠油开采越来越被业内人士所重视。
本发明的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统用于稠油开采及超稠油开采的蒸汽热力系统的特性，完全可以达到水平井进行稠油开采的技术要求。因此，采用水平井，是目前稠油开采采用的比较有效的提高采收率的方法，而水平井的长度在逐渐地增长，如果从井口注入到水平井井底都保持蒸汽的一定的干度，注入蒸汽初始的过热度(干度)就比较高，也就是要蒸汽的初始汽化潜热值比较高才能保证一定的蒸汽干度。但是，要求蒸汽潜热值高，蒸汽温度就高。注入的蒸汽的压力和潜热值高，可以给出正面好的影响，也就是释放的潜热值大，可以提高采油效果，蒸汽干度越高，比焓和比容越大，注入高干度蒸汽加热体积大，温度高，采油时峰值产量和周期产量均较高。另外，水蒸汽分子的能量比液态的分子能量高很多，汽态水分子可以进入液态水分子达不到油层微孔中，这会大大提高驱油效率。但是，注入地层中的蒸汽温度不能过高，温度过高，原油粘度过低，泄油速率加快，如果原油采出速度过快，蒸汽腔随着油流会向采出井延伸，有可能蒸汽会突破注入井和采出井之间的油层而发生“汽串”，会影响蒸汽腔向四周的扩散，减少蒸汽的波及体积，最终会影响采收率的下降。所以，本发明的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统注井蒸汽参数的调整对蒸汽的温度(干度)控制很严格，根据原油的性质采取了一个最优化的注井蒸汽干度值。注入高干度蒸汽，还有另外一个优点：由于注入蒸汽的汽化潜热增加，可减少注入的蒸汽量，也就是减少了凝结水的量，从而可以降低总的产出液量，必然降低了采出液的举升费用。
集输蒸汽参数调整单元将蒸汽配送单元送来的蒸汽，进行压力和温度调节，使其适应原油集输的参数要求。主要是用蒸汽加热降粘的方式，这种方式耗蒸汽量大，现场配置较困难。现在我们发明了利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统用于稠油或超稠油蒸汽热力开采，产生蒸汽量可以达到现场一切使用蒸汽的要求，非常容易实现蒸汽的最佳配置。本发明系统是一种比较理想最优化方案，具有很好的经济效益和环境效益。利用蒸汽加热降粘，不但降低了原油的粘度，便于集输，而且分离出的含油污水的温度也比较高，使之污水中的含油率下降。便于后面的含油污水的处理。
根据本发明提供的一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，所述纯水制备存储子系统包括依次管路连接的海水泵站、海水淡化单元、纯水制取单元和纯水罐，所述纯水罐的出口连接所述制氢子系统和所述新型储能子系统。
根据本发明提供的一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，所述纯水制备存储子系统还包括采出含油污水处理单元，所述采出含油污水处理单元的入口与所述原油采集输送子系统管路连接，出口与所述纯水制取单元的入口连接。
随着油田注蒸汽开展的时间在增长，而且生产规模在扩大，产液量和采出液含水率的提高，油田采出污水量逐渐加大，当然注汽增加，需要水量也在增加。采出污水的温度也很高，如果污水外排，一方面污染了海域环境，另一方面损失了大量的热能，因此，将排出的污水作深度处理，使污水变成纯水，用高温的污水加热外输原油。这样保护了环境也获得了经济效益。本系统还可接受一部分燃氢换热器和燃料电池产生的纯水。保证了自身水的循环使用，降低了运行费用，具有一定的经济效益。
根据本发明提供的一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，所述制氢子系统包括电解水制氢单元和储氧罐，所述电解水制氢单元的入口与所述纯水制备存储子系统连接，所述电解水制氢单元的出口与所述储氢罐的入口及所述新型储能子系统的氢气入口连接，所述储氧罐的出口与所述新型储能子系统的氧气入口连接。
根据本发明提供的一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，所述风光互补发电子系统还包括燃料电池发电单元，所述燃料电池发电单元的燃料入口与所述新型储能子系统管路连接，所述燃料电池发电单元与所述直流控制单元电连接，所述燃料电池的出水口与所述纯水制备存储子系统管路连接。
本发明提供的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，利用海上油田所在地域大部分都是风能和太阳能丰富的地域的优势，将可再生能源(风能，太阳能)引入到稠油或超稠油开采的系统中，使可再生能源充分利用。将太阳能和风能互补起来，可以大大降低可再生能源的时效性和随机性。如果出现无太阳能，也无风能的偶然情况，这时无蒸汽可产生，必然地破坏了蒸汽驱的注井连续性，降低采油效果，为解决这一问题，采用了新型储能子系统的“饱和水+氢气”的储能形式，能够在无太阳能，也无风能的偶然情况下维持系统运转。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明提供的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统用于海上油田稠油热力开采的流程示意图；
图2是本发明提供的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统中的垂直轴涡轮风力发电装置的结构示意图；
图3是本发明提供的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统中的燃氢换热器的结构示意图；
图4是本发明提供的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统中的饱和水储罐的结构示意图；
图5是本发明提供的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统中的海水淡化单元进行采出含油污水处理流程图；
图6是本发明提供的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统中的二层甲板上的设备布置图；
图7是本发明提供的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统中的一层甲板上的设备布置图。
附图标记：
1、光伏发电单元； 101、第一光伏板集 102、第二光伏板集
群； 群；
2、垂直轴涡轮风力发 201、塔架； 202、涡轮转子；
电装置；
203、涡轮静子； 204、防雨罩停机坪两 205、变桨风门；
用平台；
206、封顶平台； 207、集风器； 208、发电机房；
209、二层甲板； 210、一层甲板； 211、隔油围堰；
212、三层甲板平台； 3、饱和水加热单元； 4、饱和水储罐；
401、外保温层； 402、外套筒； 403、内套筒；
404、罐体支座； 405、排水管； 406、真空抽吸孔；
407、真空腔填料； 408、温度传感器； 409、压力传感器；
5、闪蒸饱和蒸汽单 6、蒸汽配送单元； 6-1、注井蒸汽参数调
元； 整单元；
6-2、集输蒸汽参数调 7、蒸汽注井采出单 8、原油集输单元；
整单元； 元；
9、整流单元； 10、蓄电池单元； 11、直流控制单元；
12、电解水制氢单元； 13、纯水罐； 14、纯水制取单元；
15、储氢罐； 16、燃氢换热器； 1601、高温高压蒸汽
排出口；
1602、氢气燃烧室； 1603、燃氢载热体烟 1604、第一级换热器；
道；
1605、第二级换热器； 1606、末级换热器； 1607、高压待加热蒸
汽进口段；
1608、燃氢载热体排 17、燃料电池发电单 18、变流器单元；
出口； 元；
19、海水泵站； 20、海水淡化单元； 2101、破乳子单元；
2102、气浮油水分离 2103、供气子单元； 2104、生物膜水处理
子单元； 子单元；
2105、活性菌种培育 2106、化学法深度净 2107、加药子单元；
子单元； 水子单元；
2108、吸附树脂净水 21、采出含油污水处 22、系统内部动力和
子单元； 理单元； 生活用电配电单元；
23、储氧罐。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明的实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不能用来限制本发明的范围。
在本发明实施例的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明实施例和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明实施例的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
在本发明实施例的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明实施例中的具体含义。
在本发明实施例中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征“上”或“下”可以是第一和第二特征直接接触，或第一和第二特征通过中间媒介间接接触。而且，第一特征在第二特征“之上”、“上方”和“上面”可是第一特征在第二特征正上方或斜上方，或仅仅表示第一特征水平高度高于第二特征。第一特征在第二特征“之下”、“下方”和“下面”可以是第一特征在第二特征正下方或斜下方，或仅仅表示第一特征水平高度小于第二特征。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明实施例的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
下面结合图1-图7描述本发明实施例的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，该系统能够利用可再生能源进行海上油田稠油或超稠油热力开采。
本发明的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统设计理念是，一套“风光热氢储”一体化海上油田稠油热力开采系统，是一个局域系统，包括平台上完善的蒸汽产生系统，有可靠的蒸汽的注井设施，有平台自身的微电网，有布置在平台上的蒸汽注入井和采出井，原油的集输系统，采出含油污水的处理系统，运输船舶的停靠码头，直升机停机坪，防爆安全设施，员工的生活设施，备品备件及生活物资库房等等，从布局和设计理念上，海上稠油热力开采和陆上稠油热力开采有着很大的差别。下面将用一个单机40MWh的海上稠油热力开采平台作为实例，来阐述一下本发明创造的海上油田稠油热力开采的新理念。
利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，包括：
纯水制备存储子系统，利用海水及油污水获得纯水并对纯水进行存储；
制氢子系统，用于电解部分纯水以获得氢气；
新型储能子系统，用于对部分纯水加热获得饱和水，以及存储饱和水和氢气，以及燃烧氢气对饱和水加热获得蒸汽；
原油采集输送子系统，利用蒸汽采集并输送原油；
风光互补发电子系统，综合利用光伏发电技术、垂直轴风力发电技术获得电能，供应纯水制备存储子系统、制氢子系统、新型储能子系统和原油采集输送子系统的用电，并供应系统动力和生活用电。
结合图1和图2，在本发明一个实施例中，风光互补发电子系统包括光伏发电单元1、垂直轴涡轮风力发电装置2、整流单元9、直流控制单元11、变流器单元18和系统内部动力和生活用电配电单元22，垂直轴涡轮风力发电装置2与整流单元9的输入端和新型储能子系统的输入端电连接，光伏发电单元1与整流单元9的输入端连接，整流单元9的输出端连接直流控制单元11的输入端以及变流器单元18的输入端，直流控制单元11的输出端连接制氢子系统的输入端，变流器单元18的输出端连接系统动力和系统内部动力和生活用电配电单元22的输入端。
可选的，垂直轴涡轮风力发电装置2包括：塔架201、涡轮转子202、涡轮静子203、防雨罩停机坪两用平台204、变桨风门205、封顶平台206、集风器207、发电机房208、二层甲板209、一层采油平台、隔油围堰211、三层甲板平台212。其中，封顶平台206设置在塔架201的上方，集风器207设置在塔架201的中间段，一层甲板210平台和二层甲板209平台在塔架201的下方由下至上依次设置。防雨罩停机坪两用平台204设置在顶部。隔油围堰211设置在一层甲板210平台的四周，能够防止原油漂浮到系统之外的海面上。垂直轴涡轮风力发电装置2的直径210m，高144m，单机额定功率35MWh。
垂直轴涡轮风力发电装置2发出的没经过处理的粗电，分两路送出，一路送给饱和水加热单元3中，将来水加热到终极压力下的饱和温度，然后送入新型储能子系统中储存。另一路电送给整流单元9，将无规则的交流电整流为直流电，送给直流控制单元11用于进行制氢以及经变流器单元18送给系统动力和系统内部动力和生活用电配电单元22。
光伏发电单元1包括第一光伏板集群101和第二光伏板集群102，第一光伏板集群101设置在封顶平台206上，第二光伏板集群102设置在二层甲板209平台的外围向阳面。第一光伏板集群101和第二光伏板集群102总发电量为5MWh，光伏发出的电为直流电，它可以直接送入直流控制单元11。
由垂直轴涡轮风力发电装置2和光伏发电单元1合并互补，总发电量为40MWh，这种互补模式，再配以“饱和水+氢气”的储能体系，保证了整个体系发电的连续性，稳定性，可靠性。也大大降低了设备的投资。
垂直轴涡轮风力发电装置2和光伏发电单元1构成了一个立体布置的风光互补体系，相当于节约了平台面积3.5万平方米。而且在垂直轴涡轮风力发电装置2的顶层，防雨罩停机坪两用平台204的平台面积有2500多平方米，其上可设置直升机停机坪，实现一个平台两种用途。
垂直轴涡轮风力发电装置2和光伏发电单元1的电能汇集于直流控制单元11中，直流控制单元11可利用人工智能操作模式，将获得的直流电能适时合理地分配到制氢子系统和系统动力和生活用电，再结合垂直轴涡轮风力发电装置2直供给新型储能子系统的粗电，使整个系统稳定地运行，产生高温，高压的蒸汽连续地，稳定地，供给稠油热力采注井的需求。
可选的，风光互补发电子系统还包括蓄电池单元10，蓄电池单元10与直流控制单元11电连接。
由于“风电+光伏”这种混合互补系统，存在垂直轴涡轮风力发电装置2和光伏发电单元1这两个发电单元，而垂直轴涡轮风力发电装置2和光伏发电单元1又各具特点，运行操作起来比较复杂和困难，所以将两个不同特性的电能统一起来比较复杂和困难。将两个不同特性的电能，统一成为一个直流电能，采用智能化的直流控制单元11，是必须建立采用的运行操作模式。直流控制单元11承担着40MWh电能的智能整合和分配。为使直流控制单元11能很好的运行，配置了一个蓄电池单元10，使直流控制单元11和蓄电池单元10相互紧密配合，如果直流控制单元11，给制氢子系统送出的电能过剩时，直流控制单元11就将这一少量的剩余电能存入蓄电池单元10中，当直流控制单元11所用电能不够时，蓄电池单元10将其储存的电能返送回直流控制单元11，这样保证了直流控制单元11能稳定，可靠地为其用电单元供出电能。
可选的，风光互补发电子系统还包括燃料电池发电单元17，燃料电池发电单元17的燃料入口与新型储能子系统管路连接，燃料电池发电单元17与直流控制单元11电连接，燃料电池的出水口与纯水制备存储子系统管路连接。燃料电池发电单元17是一个系统动力和生活用电的补充，当系统中的动力和生活用电在由于环境状况的转变而使动力和生活用电突然停电时，可利用新型储能子系统中的氢气储存进行发电来满足动力和生活用电。燃料电池发电单元17产生的也是纯水，可返回到纯水制备存储子系统中回收使用。
在本发明一个实施例中，新型储能子系统包括：饱和水加热单元3、饱和水储罐4、闪蒸饱和蒸汽单元5、储氢罐15和燃氢换热器16。
饱和水加热单元3与纯水制备存储子系统管路连接并与风光互补发电子系统电连接，用于将纯水加热至饱和状态，饱和水储罐4的入口与饱和水加热单元3的出口连接，用于存储饱和水。饱和水加热单元3和饱和水储罐4将部分电能转换为储存在饱和水储罐4中的显热能量。
闪蒸饱和蒸汽单元5的入口与饱和水储罐4的出口连接，能够将饱和水通过闪蒸为饱和蒸汽，将显热能量通过闪蒸释放出来，转化饱和蒸汽的潜热。
储氢罐15的入口与制氢子系统管路连接，用于存储氢气；
燃氢换热器16的入口分别连接储氢罐15的出口和闪蒸饱和蒸汽单元5的出口，燃氢换热器16的出口与原油采集输送子系统的入口管路连接，利用氢气对饱和蒸汽加热后将蒸汽供应给稠油采集输送子系统。
氢气中高潜热能通过燃氢换热器16的燃氢，将氢气的能量转移给燃氢形成的高温水蒸汽中，这个高温水蒸汽和来流的饱和水蒸汽进行热交换，在燃氢多级换热中使饱和水蒸汽获得能量，转换为高温的过热蒸汽，这个释放给过热蒸汽的潜热是稠油蒸汽热力开采的有效能量。这个能量在无太阳能和风能时，能够稳定地，连续地为原油采集输送子系统提供24小时的用汽量。
下面请结合图3和图4，可选的，饱和水储罐4采用具有绝热高保温性能的储罐，饱和水储罐4包括外保温层401、外套筒402、内套筒403、罐体支座404、排水管405、真空抽吸孔406、真空腔填料407、温度传感器408和压力传感器409。外保温层401设置在外套筒402外侧，内套筒403设置在外套筒402内侧，内套筒403与外套筒402之间间隔设置，形成真空腔，真空腔填料407填充在真空腔内，真空抽吸孔406连通至真空腔内。温度传感器408和压力传感器409的测量端位于内套筒403内部。饱和水储罐4可以达到24小时罐内饱和水温降小于1％。由多个饱和水储罐4组成了饱和水储能体系。
可选的，燃氢换热器16包括高温高压蒸汽排出口1601、氢气燃烧室1602、燃氢载热体烟道1603、第一级换热器1604、第二级换热器1605、末级换热器1606、高压待加热蒸汽进口段1607、燃氢载热体排出口1608。氢气在氢气燃烧室1602内燃烧，其产生的燃烧气体通过燃氢载热体烟道1603依次经过第一级换热器1604、第二级换热器1605、末级换热器1606，而蒸汽由高压待加热蒸汽进口段1607进入，经管道流动至高温高压蒸汽排出口1601流出，此过程中依次由末级换热器1606、第二级换热器1605、第一级换热器1604和氢气燃烧室1602加热。氢气燃烧室1602为双层结构，氢气燃烧室1602既是氢气和氧气的燃烧反应室，也是蒸汽的最后一级加热段。高温高压蒸汽排出口1601处温度很低，载热气体已经降低到露点以下，大量的氢氧反应放热时产生的水蒸汽凝结成纯水，并返回到纯水制备存储子系统循环使用，减轻了纯水制取的费用。
在本发明一个实施例中，原油采集输送子系统包括蒸汽配送单元6、注井蒸汽参数调整单元6-1、集输蒸汽参数调整单元6-2、蒸汽注井采出单元7和原油集输单元8。蒸汽配送单元6的入口连接新型储能子系统，出口连接注井蒸汽参数调整单元6-1的入口和集输蒸汽参数调整单元6-2的入口；注井蒸汽参数调整单元6-1的出口连接蒸汽注井采出单元7的蒸汽入口；原油集输单元8的入口分别连接蒸汽注井采出单元7的出口和集输蒸汽参数调整单元6-2的出口，原油集输单元8的出口进行原油外输。
蒸汽配送单元6采用内部调节自动控制机制，将新型储能子系统送来的蒸汽按照蒸汽注井采出单元7要求的参数(压力和温度)高出3％供给注井蒸汽参数调整单元6-1，注井蒸汽参数调整单元6-1的调节，按照蒸汽注井采出单元7的参数要求送出。
蒸汽配送单元6必须保证连续地向注井蒸汽参数调整单元6-1供给蒸汽，保证蒸汽注井采出单元7的连续注井。以保证油层中的蒸汽腔的良好发育，扩大油层中的波及体积，提高采收率。由于蒸汽注井采出单元7注井压力是在变化的，初期注井压力高一些，随着注井的时间的推移，注井压力逐渐降低，注井蒸汽参数调整单元6-1还要进行压力调节。
蒸汽配送单元6还要保证供给原油集输单元8的用汽。由于稠油开采用汽始终要保持着采出稠油不能凝固，也就是用蒸汽保持着原油温度高于它的凝固点，才能将原油进行脱水，集输。因此，蒸汽配送单元6要连续的供给原油集输蒸汽参数调整单元6-2的蒸汽量。由于原油集输单元8用汽参数远低于蒸汽注井采出单元7的用汽参数，新型储能子系统送来的蒸汽参数，是按照蒸汽注井采出单元7的参数要求，而进入蒸汽配送单元6中，因此，原油集输蒸汽参数调整单元6-2利用往蒸汽参数调整罐中喷洒雾状水来调节蒸汽温度，由于加水增加了蒸汽量，压力要进行调整后才能进入原油集输单元8中。
在本发明一个实施例中，纯水制备存储子系统包括依次管路连接的海水泵站19、海水淡化单元20、纯水制取单元14和纯水罐13，纯水罐13的出口连接制氢子系统和新型储能子系统。
其中，海水泵站19不仅能够为海水淡化单元20供水，还可连接至消防、冲洗等设备，为其提供用水。
海水淡化单元20与系统内部动力和生活用电配电单元22电连接并与海水泵站19管路连接，由系统内部动力和生活用电配电单元22送来的动力电，采用反渗透膜过滤的方法进行海水淡化。淡化后的海水尚未达到锅炉用水的标准，将淡化后的海水送入纯水制取单元14进行再纯化后的水可送入纯水罐13中储存。纯水罐13中的纯水不仅能够用于制氢和制备蒸汽还能用作生活用水。
结合图5，可选的，纯水制备存储子系统还包括采出含油污水处理单元21，采出含油污水处理单元21的入口与原油采集输送子系统管路连接，出口与纯水制取单元14的入口连接。采出含油污水处理单元21包括破乳子单元2101、气浮油水分离子单元2102、供气子单元2103、生物膜水处理子单元2104、活性菌种培育子单元2105、化学法深度净水子单元2106、加药子单元2107以及吸附树脂净水子单元2108。处理过程中，采出的含油污水进入采出含油污水处理单元21，首先经过破乳子单元2101进行破乳，进行初步的油水分离，之后进入气浮油水分离子单元2102进一步的油水分离，原油收集处理，污水将进入供气子单元2103以及生物膜水处理子单元2104进行生化处理，生化处理所采用的菌种由活性菌种培育子单元2105培育并供应。经生化处理后的污水已经得到了一定的净化，之后进入化学法深度净水子单元2106进行处理，化学处理的过程中所需要添加的化学药剂由加药子单元2107储存供应。经过进一步化学法处理的水质已经达到了回用的要求，其后续将进一步进入吸附树脂净水子单元2108进行净化处理，为制备纯水做好准备。经过上述流程处理后的水进入纯水制取单元14，在纯水制取单元14中进行降温，使之水温达到离子交换树脂能承受的温度后，进行的反渗透和离子交换树脂的交换，使之达到锅炉用水标准后，进入纯水罐13。
回见图1，在本发明一个实施例中，制氢子系统包括电解水制氢单元12和储氧罐23，电解水制氢单元12的入口与纯水制备存储子系统连接，电解水制氢单元12的出口与储氢罐15的入口及新型储能子系统的氢气入口连接，储氧罐23的出口与新型储能子系统的氧气入口连接。
发明的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，水的来源是靠海水淡化而获得，但它的需求量只是在整个利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统启动时需求量比较大。新型储能子系统，制氢系统正常运转后，注井蒸汽在井下释放热量后变成了水，随原油被采出，经原油集输系统的油水分离，将水分离出含有一定油珠的含油污水，经过采出含油污水处理单元21处理后送入纯水制取单元14中，经纯水制取单元14处理后又回到了纯水罐13中。而制氢气耗水量，经过燃氢换热器16，将氢气的能量释放给蒸汽，又将氢气和氧气反应的纯水送回至纯水罐13中，燃料电池发电单元17利用氢气产生电能，产生的水也回到了纯水罐13中，形成系统内部用水大循环，这是一个极为经济性的系统，无论水或水中含有的能量，都在水的大循环中被循环使用和回收。
结合图2、图6和图7，本创造发明的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统集于一个海上平台上，以垂直轴涡轮风力发电装置2为中心，布局在整个平台的中心位置上。垂直轴涡轮风力发电装置2的最上部布局光伏发电单元1、防雨罩停机坪、垂直轴涡轮风力发电装置2的中间空间中布置着塔架201、涡轮转子202，涡轮静子203，变桨风门205和集风器207，这些部套集成坐实在三层甲板平台212上。
发电机房208、饱和水加热单元3、饱和水储罐4、闪蒸饱和蒸汽单元5、蒸汽配送单元6、整流单元9、蓄电池单元10、直流控制单元11、电解水制氢单元12、纯水罐13、纯水制取单元14、储氢罐15、储氧罐23、燃氢换热器16、燃料电池发电单元17、变流器单元18、海水淡化单元20以及系统动力和系统内部动力和生活用电配电单元22布置在二层甲板209平台上。
注井蒸汽参数调整单元6-1、原油集输蒸汽参数调整单元6-2、蒸汽注井采出单元7、原油集输单元8、海水泵站19以及采出含油污水处理单元21布置在一层甲板210平台上。一层甲板210平台可以是方形或圆形，二层和三层甲板平台212为圆形。
本发明提供的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，利用海上油田所在地域大部分都是风能和太阳能丰富的地域的优势，将可再生能源(风能，太阳能)引入到稠油或超稠油开采的系统中，使可再生能源充分利用。将太阳能和风能互补起来，可以大大降低可再生能源的时效性和随机性。如果出现无太阳能，也无风能的偶然情况，这时无蒸汽可产生，必然地破坏了蒸汽驱的注井连续性，降低采油效果，为解决这一问题，采用了新型储能子系统的“饱和水+氢气”的储能形式，能够在无太阳能，也无风能的偶然情况下维持系统运转。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (10)
1.一种利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，其特征在于，包括：
纯水制备存储子系统，利用海水及油污水获得纯水并对所述纯水进行存储；
制氢子系统，用于电解部分所述纯水以获得氢气；
新型储能子系统，用于对部分所述纯水加热获得饱和水，以及存储所述饱和水和所述氢气，以及燃烧所述氢气对所述饱和水加热获得蒸汽；
原油采集输送子系统，利用所述蒸汽采集并输送原油；
风光互补发电子系统，综合利用光伏发电技术、垂直轴风力发电技术获得电能，供应所述纯水制备存储子系统、所述制氢子系统、所述新型储能子系统和所述原油采集输送子系统的用电，并供应系统动力和生活用电。
2.根据权利要求1所述的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，其特征在于，所述风光互补发电子系统包括光伏发电单元、垂直轴涡轮风力发电装置、整流单元、直流控制单元、变流器单元和系统内部动力和生活用电配电单元；
所述垂直轴涡轮风力发电装置与所述整流单元的输入端和所述新型储能子系统的输入端电连接；
所述光伏发电单元与所述直流控制单元的输入端连接；
所述整流单元的输出端连接所述直流控制单元的输入端以及所述变流器单元的输入端；
所述直流控制单元的输出端连接所述制氢子系统的输入端；
所述变流器单元的输出端连接所述系统动力和系统内部动力和生活用电配电单元的输入端。
3.根据权利要求2所述的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，其特征在于，所述风光互补发电子系统还包括蓄电池单元，所述蓄电池单元与所述直流控制单元电连接。
4.根据权利要求1所述的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，其特征在于，所述垂直轴涡轮风力发电装置包括塔架，所述塔架的上方设置有封顶平台，所述塔架的中间段设置有集风器，所述塔架的下方由下至上依次设置有一层甲板平台和二层甲板平台；所述光伏发电单元包括第一光伏板集群和第二光伏板集群，所述第一光伏板集群设置在所述封顶平台上，所述第二光伏板集群设置在所述二层甲板平台的外围向阳面，所述一层甲板平台的四周装设有隔油围堰。
5.根据权利要求1所述的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，其特征在于，所述新型储能子系统包括饱和水加热单元、饱和水储罐、闪蒸饱和蒸汽单元、储氢罐和燃氢换热器；所述饱和水加热单元与所述纯水制备存储子系统管路连接并与所述风光互补发电子系统电连接，用于将所述纯水加热至饱和状态；所述饱和水储罐的入口与所述饱和水加热单元的出口连接，用于存储饱和水；所述闪蒸饱和蒸汽单元的入口与所述饱和水储罐的出口连接，用于获得饱和蒸汽；所述储氢罐的入口与所述制氢子系统管路连接，用于存储氢气；所述燃氢换热器的入口分别连接所述储氢罐的出口和所述闪蒸饱和蒸气单元的出口，所述燃氢换热器的出口与所述原油采集输送子系统的入口管路连接，利用氢气对饱和蒸汽加热后将蒸汽供应给稠油采集输送子系统。
6.根据权利要求1所述的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，其特征在于，所述原油采集输送子系统包括蒸汽配送单元、注井蒸汽参数调整单元、集输蒸汽参数调整单元、蒸汽注井采出单元和原油集输单元；所述蒸汽配送单元的入口连接所述新型储能子系统，出口连接所述注井蒸汽参数调整单元的入口和集输蒸汽参数调整单元的入口；所述注井蒸汽参数调整单元的出口连接所述蒸汽注井采出单元的蒸汽入口；所述原油集输单元的入口分别连接所述蒸汽注井采出单元的出口和所述集输蒸汽参数调整单元的出口，所述原油集输单元的出口进行原油外输。
7.根据权利要求1所述的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，其特征在于，所述纯水制备存储子系统包括依次管路连接的海水泵站、海水淡化单元、纯水制取单元和纯水罐，所述纯水罐的出口连接所述制氢子系统和所述新型储能子系统。
8.根据权利要求7所述的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，其特征在于，所述纯水制备存储子系统还包括采出含油污水处理单元，所述采出含油污水处理单元的入口与所述原油采集输送子系统管路连接，出口与所述纯水制取单元的入口连接。
9.根据权利要求5所述的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，其特征在于，所述制氢子系统包括电解水制氢单元和储氧罐，所述电解水制氢单元的入口与所述纯水制备存储子系统连接，所述电解水制氢单元的出口与所述储氢罐的入口及所述新型储能子系统的氢气入口连接，所述储氧罐的出口与所述新型储能子系统的氧气入口连接。
10.根据权利要求2所述的利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统，其特征在于，所述风光互补发电子系统还包括燃料电池发电单元，所述燃料电池发电单元的燃料入口与所述新型储能子系统管路连接，所述燃料电池发电单元与所述直流控制单元电连接，所述燃料电池的出水口与所述纯水制备存储子系统管路连接。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110277742.9A CN112796722A (zh) | 2021-03-15 | 2021-03-15 | 利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110277742.9A CN112796722A (zh) | 2021-03-15 | 2021-03-15 | 利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112796722A true CN112796722A (zh) | 2021-05-14 |
Family
ID=75817053
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110277742.9A Pending CN112796722A (zh) | 2021-03-15 | 2021-03-15 | 利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112796722A (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113373468A (zh) * | 2021-05-26 | 2021-09-10 | 江苏国富氢能技术装备股份有限公司 | 一种基于光伏电池的质子交换膜电解制氢装置 |
| CN113669039A (zh) * | 2021-09-13 | 2021-11-19 | 中国石油大学(华东) | 蒸汽辅助稠油热采系统 |
Citations (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2676576A1 (en) * | 2009-04-22 | 2009-11-16 | Hte Water Corporation | System and process for converting non-fresh water to fresh water |
| CA2678765A1 (en) * | 2009-04-22 | 2009-12-09 | Hte Water Corporation | System and process for converting non-fresh water to fresh water |
| US20090313896A1 (en) * | 2008-06-20 | 2009-12-24 | Cameron Glidewell | Hydrogen generation and distribution system |
| US20100314878A1 (en) * | 2009-06-16 | 2010-12-16 | Dewitt Monte Douglas | Direct Generation of Steam Motive Flow by Water-Cooled Hydrogen/Oxygen Combustion |
| CN102337876A (zh) * | 2011-09-09 | 2012-02-01 | 中国第一重型机械股份公司 | 一种海上重质油田热力开采系统与开采方法 |
| CN203978407U (zh) * | 2013-12-27 | 2014-12-03 | 首航节能光热技术股份有限公司 | 用于稠油热采的太阳能产蒸汽系统 |
| CN204062967U (zh) * | 2014-08-27 | 2014-12-31 | 北京恒聚化工集团有限责任公司 | 一种太阳能风电能互补生产水蒸汽的装置 |
| CN204267009U (zh) * | 2014-10-30 | 2015-04-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 太阳能直产蒸汽稠油热采系统 |
| CN104747156A (zh) * | 2015-03-23 | 2015-07-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超稠油油藏的开采方法及注入系统 |
| US20170009561A1 (en) * | 2015-07-09 | 2017-01-12 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Hybrid solar thermal enhanced oil recovery system with oxy-fuel combustor |
| CN107285544A (zh) * | 2017-07-24 | 2017-10-24 | 浙江海洋大学 | 一种基于风光互补发电和氢能供电的海水淡化系统 |
| CN108253831A (zh) * | 2018-01-03 | 2018-07-06 | 北京恒聚化工集团有限责任公司 | 饱和水-蒸汽储能系统和储能方法 |
| CN109995081A (zh) * | 2019-04-15 | 2019-07-09 | 杨清萍 | 一种清洁能源发电制氢、氢储能的热电联供系统 |
| US20190225506A1 (en) * | 2016-07-14 | 2019-07-25 | Shanghai Join-In Technologies Co., Ltd. | Energy-saving seawater desalination device using power generated in complementary cooperation of wind energy and light energy, and control method |
| CN210714643U (zh) * | 2019-07-02 | 2020-06-09 | 河北道荣新能源科技有限公司 | 一种多能互补的稠油开采节能系统 |
| CN111668861A (zh) * | 2020-06-03 | 2020-09-15 | 河南恒聚新能源设备有限公司 | 风光热氢储一体化超临界蒸汽轮机发电系统 |
| CN111677627A (zh) * | 2020-06-03 | 2020-09-18 | 河南恒聚新能源设备有限公司 | 用于垂直轴风力发电系统的涡轮转子组件及发电系统 |
| CN112283686A (zh) * | 2020-10-16 | 2021-01-29 | 河南恒聚新能源设备有限公司 | 燃氢换热器 |
| CN112342550A (zh) * | 2020-09-22 | 2021-02-09 | 大唐可再生能源试验研究院有限公司 | 风机塔筒除锈方法 |
| CN112342558A (zh) * | 2020-09-22 | 2021-02-09 | 河南恒聚新能源设备有限公司 | 利用风电光热光伏可再生能源生产氢气的装置及应用系统 |
| CN112383084A (zh) * | 2020-09-22 | 2021-02-19 | 河南恒聚新能源设备有限公司 | 利用可再生能源生产氢气的装置及应用系统 |
-
2021
- 2021-03-15 CN CN202110277742.9A patent/CN112796722A/zh active Pending
Patent Citations (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090313896A1 (en) * | 2008-06-20 | 2009-12-24 | Cameron Glidewell | Hydrogen generation and distribution system |
| CA2678765A1 (en) * | 2009-04-22 | 2009-12-09 | Hte Water Corporation | System and process for converting non-fresh water to fresh water |
| CA2676576A1 (en) * | 2009-04-22 | 2009-11-16 | Hte Water Corporation | System and process for converting non-fresh water to fresh water |
| US20100314878A1 (en) * | 2009-06-16 | 2010-12-16 | Dewitt Monte Douglas | Direct Generation of Steam Motive Flow by Water-Cooled Hydrogen/Oxygen Combustion |
| CN102337876A (zh) * | 2011-09-09 | 2012-02-01 | 中国第一重型机械股份公司 | 一种海上重质油田热力开采系统与开采方法 |
| CN203978407U (zh) * | 2013-12-27 | 2014-12-03 | 首航节能光热技术股份有限公司 | 用于稠油热采的太阳能产蒸汽系统 |
| CN204062967U (zh) * | 2014-08-27 | 2014-12-31 | 北京恒聚化工集团有限责任公司 | 一种太阳能风电能互补生产水蒸汽的装置 |
| CN204267009U (zh) * | 2014-10-30 | 2015-04-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 太阳能直产蒸汽稠油热采系统 |
| CN104747156A (zh) * | 2015-03-23 | 2015-07-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超稠油油藏的开采方法及注入系统 |
| US20170009561A1 (en) * | 2015-07-09 | 2017-01-12 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Hybrid solar thermal enhanced oil recovery system with oxy-fuel combustor |
| US20190225506A1 (en) * | 2016-07-14 | 2019-07-25 | Shanghai Join-In Technologies Co., Ltd. | Energy-saving seawater desalination device using power generated in complementary cooperation of wind energy and light energy, and control method |
| CN107285544A (zh) * | 2017-07-24 | 2017-10-24 | 浙江海洋大学 | 一种基于风光互补发电和氢能供电的海水淡化系统 |
| CN108253831A (zh) * | 2018-01-03 | 2018-07-06 | 北京恒聚化工集团有限责任公司 | 饱和水-蒸汽储能系统和储能方法 |
| CN109995081A (zh) * | 2019-04-15 | 2019-07-09 | 杨清萍 | 一种清洁能源发电制氢、氢储能的热电联供系统 |
| CN210714643U (zh) * | 2019-07-02 | 2020-06-09 | 河北道荣新能源科技有限公司 | 一种多能互补的稠油开采节能系统 |
| CN111668861A (zh) * | 2020-06-03 | 2020-09-15 | 河南恒聚新能源设备有限公司 | 风光热氢储一体化超临界蒸汽轮机发电系统 |
| CN111677627A (zh) * | 2020-06-03 | 2020-09-18 | 河南恒聚新能源设备有限公司 | 用于垂直轴风力发电系统的涡轮转子组件及发电系统 |
| CN112342550A (zh) * | 2020-09-22 | 2021-02-09 | 大唐可再生能源试验研究院有限公司 | 风机塔筒除锈方法 |
| CN112342558A (zh) * | 2020-09-22 | 2021-02-09 | 河南恒聚新能源设备有限公司 | 利用风电光热光伏可再生能源生产氢气的装置及应用系统 |
| CN112383084A (zh) * | 2020-09-22 | 2021-02-19 | 河南恒聚新能源设备有限公司 | 利用可再生能源生产氢气的装置及应用系统 |
| CN112283686A (zh) * | 2020-10-16 | 2021-01-29 | 河南恒聚新能源设备有限公司 | 燃氢换热器 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 张吉强等著, 青岛：中国海洋大学出版社 * |
| 罗景琪译: "利用风力氢气系统开采稠油", 《国外油田工程》 * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113373468A (zh) * | 2021-05-26 | 2021-09-10 | 江苏国富氢能技术装备股份有限公司 | 一种基于光伏电池的质子交换膜电解制氢装置 |
| CN113669039A (zh) * | 2021-09-13 | 2021-11-19 | 中国石油大学(华东) | 蒸汽辅助稠油热采系统 |
| CN113669039B (zh) * | 2021-09-13 | 2022-05-13 | 中国石油大学(华东) | 蒸汽辅助稠油热采系统 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Bundschuh et al. | State-of-the-art of renewable energy sources used in water desalination: Present and future prospects | |
| CN112664171B (zh) | 风光热氢储一体化用于陆上油田稠油蒸汽热力开采系统 | |
| US8381523B2 (en) | Geothermal electricity production methods and geothermal energy collection systems | |
| US8328996B2 (en) | Method and apparatus for desalinating water combined with power generation | |
| US7178337B2 (en) | Power plant system for utilizing the heat energy of geothermal reservoirs | |
| CN101435328B (zh) | 一种海底天然气水合物开采方法及装置 | |
| CN104454304B (zh) | 一种基于水蒸汽与空气增压的抽水蓄能发电系统及方法 | |
| US20090056944A1 (en) | Enhanced oil recovery system for use with a geopressured-geothermal conversion system | |
| CN107059042A (zh) | 一种火电厂电力通过电解池制氢系统 | |
| CN112796722A (zh) | 利用风电、光伏进行海上油田蒸汽热力开采系统 | |
| EA022856B1 (ru) | Осмотические сетевые накопители в масштабе электроэнергетических предприятий | |
| CN108005618A (zh) | 一种基于太阳能-海水源热泵联合供热技术的天然气水合物开采装置及方法 | |
| CN111852407B (zh) | 一种基于太阳能吸收式热泵的热激法水合物开采装置 | |
| CN215163199U (zh) | 一种利用海上风电制氢系统 | |
| CN204267009U (zh) | 太阳能直产蒸汽稠油热采系统 | |
| CN204939171U (zh) | 一种移动式核能海水淡化系统 | |
| CN207829866U (zh) | 基于太阳能-海水能联合供热的天然气水合物开采装置 | |
| US20170299226A1 (en) | Multi-fluid renewable geo-energy systems and methods | |
| CN113429049B (zh) | 一种清洁能源发电及海水淡化系统 | |
| CN113060883B (zh) | 风光热氢储一体化可再生能源海水淡化系统 | |
| CN111852406B (zh) | 一种基于太阳能-烟气余热双热源热泵的热激法天然气水合物开采装置及方法 | |
| CN103615357B (zh) | 一种风能、太阳能、海浪能循环互补发电和海水淡化系统 | |
| CN109779574B (zh) | 一种基于风电补偿的天然气水合物开采系统及方法 | |
| CN204062967U (zh) | 一种太阳能风电能互补生产水蒸汽的装置 | |
| Alkhasov et al. | Evaluating the effect from constructing binary geothermal power units based on spent petroleum and gas boreholes in the south regions of Russia |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20210514 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |